1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИНДИКАТОРНЫХ МЕТОДОВ

Индикаторные методы, применяющиеся при разведке и поиске нефтяных залежей, контроле за процессами извлечения из недр углеводородного сырья, можно разделить на три группы /10/.

Первая группа основана на прослеживание фильтрационных потоков между скважинами в пределах значительных объемов горных пород. Эта группа включает методы контрольных скважин, мечения нагнетаемой жидкости или газа. С их помощью определяют истинную скорость и направление пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежи воды, коллекторские свойства пластов в условиях естественного залегания. Выявляют также распределение потоков по пластам и между отдельными скважинами и источники их обводнения, гидродинамическую связь по площади и разрезу залежей, устанавливают неоднородность отложений, определяют эффективность процесса вытеснения нефти и газа, степень влияния на него отдельных скважин и режима их дренирования и нагнетания.

Использование индикаторов в этих целях дает наиболее ценную информацию о залежах в неоднородных пластах при применении сложных систем разработки и новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Индикаторы способствуют решению важнейшей задачи современного этапа развития нефтедобывающей промышленности, связанной с повышением эффективности заводнения продуктивных пластов, являющегося основным процессом, обеспечивающим высокие уровни добычи нефти в стране. Известно, что эффективное регулирование процесса эксплуатации залежей возможно только при надежном контроле за нагнетание воды. При этом необходима достоверная информация о скорости и характере вытеснения нефти водой, причинах обводнения добывающих скважин, влияния режима закачки воды в залежи. /2/.

Ранние работы по индикаторным методам, связанным с фильтрацией меченой жидкости в пласте, были в основном направлены на получение качественной информации о пластах, геологических разрезах, залежах и протекающих в них явлениях при извлечении нефти и газа. Их эффективность и значимость существенно повышается с появлением возможности определения также количественных показателей и характеристик, на что были направлены в последнее время усилия специалистов, работающих в этой области.

Ко второй группе относятся методы стационарного источника индикатора, одиночной скважины, радоновый, установление заколонных перетоков и др. Для них характерна закачка меченой жидкости в прискважинную часть пласта и фиксирование изменения концентрации или местоположения индикатора. Эти методы позволяют на любой стадии поиска, разведки и разработки залежей выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости скважин, установить нефтеводонасыщенность горных пород, тип коллектора, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пластов, фильтрационные и емкостные характеристики отложений, гидродинамическую связь между пластами и скважинами, наличие заколонных перетоков и.т.д.

Третья группа методов основана на вводе меченой жидкости только в ствол скважины. С их помощью устанавливают техническое состояние спущенных обсадных колонн, оборудование и колонн НКТ, объем ствола бурящейся скважины, истинную нефтенасыщенность пластов по кернам. По изменению концентрации индикатора на забое скважины можно также определять составляющие фильтрационного потока: скорость, направление движения и расход жидкости в пласте.

Общим недостатком наиболее приемлемых для нефтепромысловой практики индикаторов остается невозможность их регистрации непосредственно в потоке, что делает необходимым производить отбор и транспорт проб и затрудняет широкое внедрение индикаторных исследований на нефтяных месторождениях со сложными климатическими условиями.

Преимущество методов меченых жидкостей в том, что они позволяют получать ряд параметров непосредственно в пластовых условиях с охватом больших горных пород, а также дифференцированную картину строения залежи и вытеснения нефти между скважинами, более четкую и однозначную информацию о техническом состоянии разведочных и эксплуатационных скважин. /2/.